Применение геолого-механической модели для обоснования разработки залежей нефти тутлеймско-абалакского НГК Красноленинского свода методами технической стимуляции тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Юсупов Ян Ильдарович

• Юсупов Ян Ильдарович
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Юсупов Ян Ильдарович

Введение

3

4

р

Н

К

р

НК

К К N

У N

Н N

К

Заключение

^ писок литературы

о

т

с

8

пеЬлого-физический очерк Красноленинского свода и тутлеймско-

г "

рбалакского комплекса

^зор текущего состояния изучения тутлеймско- абалакского комплекса и }бЬр данных для выполнения работы

8 •

" История изучения и современное представление

Литомеханическая типизация пород

5 Анализ качества исходных материалов

разработка методики прогнозирования перспективных интервалов в разрезе

для проведения ГРП

Разработка методики прогнозирования перспективных зон на площади

Построение модели напряжений для оценки стабильности стволов и

Н

У

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

Общие:

C орг Содержание органического вещества

FIT Formation integrity test, точка целостности

FMI Микроимиджер

LOT Испытание на приёмистость

XLOT Extended leak-off test, расширенный тест на утечку

АВПД Аномально высокое пластовое давление

АКШ Акустический широкополосный каротаж

БК Боковой каротаж

БС Баженовская свита

ВСП Вертикальное сейсмическое профилирование

ГГК-П Плотностной каротаж

ГЗНГ Главная зона нефтегазообразования

ГИС Геофизические исследования скважин

ГК Гамма каротаж

ГРП Гидравлический разрыв пласта

ДНС Дожимная насосная станция

ДЮК Доюрский комплекс

КНБК Компоновка низа буровой колонны

ЛМТ Литомеханический тип

ЛУ Лицензионный участок

МОГТ Метод общей глубинной точки

НГБ Нефтегазоносный бассейн

НГК Нефтегазоносный комплекс

НГКМ Нефтегазоконденсатное месторождение

НГР Нефтегазоносный район

НК Нейтронный каротаж

ННК-Т Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам

ТАК Тутлеймско-абалакский комплекс

УВ Углеводороды

Численные параметры:

Edyn Динамический модуль Юнга, ГПа

Est Статический модуль Юнга, ГПа

PlSIP Мгновенное давление после закрытия устья при ГРП, МПа.

P^dyn Динамический коэффициент Пуассона, д. е.

min Минимальное горизонтальное напряжение, МПа

A SHG Азимут максимального горизонтального напряжения, °

BIOT Коэффициент пороупругости Био, д. е.

BRIT Хрупкость, д.е. или %

DEN Объемная плотность пород, г/см3

DTP Интервальное время пробега P-волн, мкс/м

DTS Интервальное время пробега S-волн, мкс/м

FANG Угол внутреннего трения, °

FG Градиент гидроразрыва, г/см3

MW Удельный вес бурового раствора, г/см3

NCTL Тренд нормального уплотнения, д. е.

OBG Градиент горного давления, г/см3

PPG Градиент порового давления, г/см3

ShG Градиент минимального горизонтального напряжения, г/см3

SHG Градиент максимального горизонтального напряжения, г/см3

TNPH Водородосодержание пород по нейтронному каротажу

TSTR Предел прочности при одноосном сжатии, МПа

UCS Предел прочности при одноосном сжатии, МПа

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. В настоящее время высокоуглеродистые формации рассматриваются не только как нефтематеринские породы, но и как потенциально продуктивные интервалы для добычи нефти и газа. Одним из таких перспективных объектов для добычи является тутлеймско-абалакский комплекс (ТАК) Западной Сибири. Согласно выполненной вероятностной количественной оценке, в области распространения ТАК сосредоточено до 130 млрд т запасов нефти [84]. Данная категория запасов нуждается в формировании нестандартных подходов к поиску, разведке и добыче, внедрении новых методик и технологических решений. Несмотря на столь оптимистичные оценки запасов ТАК, накопленная добыча нефти к настоящему времени едва ли превысила 11 млн т [46]. При разработке ТАК используется множество технологий. К ним относятся тепловая, волновая, ударная и химическая стимуляция. Однако наиболее эффективным методом на сегодняшний день является бурение горизонтальных скважин методом многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), но технологии в этом случае также нетрадиционны: высокие темпы закачки и большие объемы закачиваемой жидкости, сложное оборудование - все это отличает технологии МГРП для тутлеймских отложений от тех, что давно и успешно применяются на традиционных отложениях. Одним из инструментов, позволяющих корректно спроектировать ГСМГРП, является геомеханическое моделирование [61]. Т. к. геомеханическое моделирование позволяет выполнить комплексирование от микро- (керн) до макроуровня (геолого-геофизических материалов, данных разработки и бурения), то для изучения сложнопостроенных коллекторов, к которым относится ТАК, основой успешного проектирования бурения ГСМГРП является детально проработанная геолого-механическая модель.

Объектом исследований являются пласты тутлеймской и абалакской свиты (тутлеймско-абалакский комплекс) Красноленинского свода. Выбор связан с наличием притоков в обеих свитах, охарактеризованностью современными материалами ГИС и сейсмических данных, наличием кернового материала для исследований и т. д.

Целью работы является разработка методики прогнозирования интервалов в разрезе и перспективных зон на площади для бурения горизонтальных скважин с ГРП с использованием геолого-механической модели тутлеймско-абалакского комплекса на примере Красноленинского свода Западно-Сибирского НГБ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Применение геолого-механической модели для обоснования разработки залежей нефти тутлеймско-абалакского НГК Красноленинского свода методами технической стимуляции»

Задачи работы

Задачи работы описаны ниже и на блок-схеме (Рисунок 1).

1. Выявление особенностей геологического строения ТАК в пределах Красноленинского свода.

2. Исследование упруго-прочностных свойств горных пород ТАК в термобарических условиях. Выявление взаимосвязи геомеханических параметров с минерально-компонентным составом, ФЕС и др. Выделение литомеханических типов ТАК на основании исследований керна и ГИС.

3. Построение геомеханической модели в программном комплексе, разработанном при непосредственном участии автора. Поиск и выделение в разрезе перспективных интервалов для технической стимуляции методом ГРП.

4. Прогнозирование перспективных зон на площади. Построение комплексной трехмерной геолого-геомеханической модели на основе сейсмической инверсии и результатов построения геомеханических моделей опорных скважин. Построение карт магнитуд и азимутов горизонтальных напряжений и индекса хрупкости.

5. Создание модели устойчивости ствола скважины. Построение и калибровка профилей напряжений. Оценка оптимальной плотности бурового раствора для строительства горизонтальных скважин и расчет безопасного угла и азимута входа в пласт.

Задача

Метод

Результат

Выявление особенностей геологического строения

изучаемого месторождения

V._____J

Исследование упруго-прочностных свойств горных пород ТАК

Поиск и выделение в разрезе перспективных интервалов для технической стимуляции методом ГРП

V_У

Прогнозирование перспективных зон на площади

Ф Ф Ф Ф

Обзор опубликованной и фондовой литературы

/ Лабораторные \

геомеханические

V эксперименты V

10-геолого-механическое моделирование Расчет хрупкости

Построение 3[>-геолого-механической

модели на основе сейсмической инверсии и результатов построения 1 геомеханических моделей

Ф Ф Ф Ф

Геологическая модель строения

Модель механических свойств

Выделение наиболее хрупких интервала а для проведения ГРП Модель устойчивости ствола скважины

Выделение зон с наибольшей толщиной хрупких пропластков для проведения ГРП

Рисунок 1 - Задачи и методы их решения Фактический материал и личный вклад автора. В основу работы положены материалы исследований 12 скважин с данными керна, также более 100 скважин с материалами ГИС по Красноленинскому своду. База данных включает в себя 3Б-сейсмические кубы акустических импедансов, данные широкополосной акустики, плотности, замеров пластового давления, давлений гидроразрыва пласта, испытаний скважин на приток, дел скважин, исследований керна. Литомеханическая типизация пород была проведена автором на основании самостоятельных литологических, геохимических, петрофизических, геомеханических исследований более 150 образцов из 12 опорных

скважин. Автором был выполнен комплексный анализ результатов лабораторных исследований ФЕС, РФА, РЭМ, трехосных и одноосных испытаний, которые легли в основу выделения литомеханических типов пород тутлеймско-абалакского комплекса. Автор руководил и непосредственно участвовал в 5 НИР по построению геомеханических моделей ТАК. Авторские идеи и алгоритмы использовались при создании ПО для геомеханического моделирования.

Методы исследования. Литологическое направление работ позволило определить минерально-компонентный и химический состав пород. В части геохимического направления определен тип и содержание органического вещества, стадия катагенеза и оценен нефтегенерационный потенциал пород. В рамках петрофизического направления проводилась оценка ФЕС, скоростей пробега продольных и поперечных волн, плотности и т. д. Изучение геомеханических свойств позволило выявить условия, при которых происходила упругая, пластическая деформация, а также разрушение пород. Работа с сейсмическими материалами позволила распространить ключевые параметры в межскважинном пространстве.

Научная новизна

1. По данным комплексного исследования кернового материала разработаны критерии литомеханической типизации и обоснована зависимость свойств литомеханических типов от состава.

2. Разработана методика восстановления кривых плотностного и акустического каротажа для условий Красноленинского свода, позволяющая в условиях недостатка/неполноты данных учесть в геомеханической модели наибольшее число скважин.

3. Впервые для ТАК установлена связь между толщиной хрупких интервалов и начальными дебитами скважин, позволяющая выделять перспективные зоны для бурения ГСМГРП.

Защищаемые положения

1. На основе обобщения исследований минерально-компонентного состава и геомеханических свойств образцов пород тутлеймско-абалакского комплекса выделены восемь литомеханических типов.

2. Наиболее хрупкими интервалами в разрезе тутлеймско-абалакского комплекса являются породы кремнистого литомеханического типа (кремнистые низкоглинистые массивные породы, радиоляриты) и породы карбонатного литомеханического типа (известняки бактериальные с наличием макротрещин).

3. Для тутлеймско-абалакского комплекса установлена связь между толщиной хрупких интервалов и начальными дебитами скважин, позволяющая выделять перспективные зоны для бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта.

Взаимосвязь между защищаемыми положениями, практическими выводами и решаемыми задачами приведена на Рисунок 2.

Рисунок 2 - Взаимосвязь между защищаемыми положениями и решаемыми задачами

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Использование результатов исследований при проведении поисково-разведочных работ в отложениях верхнеюрской высокоуглеродистой формации для прогнозирования интервалов в разрезе и перспективных зон на площади для бурения горизонтальных скважин с ГРП.

2. Создание нового отечественного программного обеспечения для геомеханического моделирования, зарегистрированного в Едином реестре программ. Автор включен в 5 патентов на данное ПО.

3. Увеличение экономической эффективности технологии бурения ГС с МГРП за счет выделения в разрезе ТАК наиболее перспективных зон для технической стимуляции.

4. Снижение рисков бурения за счет оценки безопасного окна плотности раствора, в т.ч. с учетом зон нестабильности, АВПД, поглощений и т. д.

5. Обоснование оптимального направления заложения ГСМГРП и стабильности стенок скважин с учетом переориентации напряжений.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на международных и российских конференциях с 2015 по 2023 гг.:

1. Международных: ЛОМОНОСОВ, Москва, Россия, 2017, 2018, 2019, 2022, 2023 г.; Новые идеи в геологии нефти и газа, Москва, Россия, 2019 г.т Техническая конференция SPE "Нефтегазовая геомеханика", Санкт-Петербург, 2019 г.; 72-я Международная молодежная научная конференция "Нефть и Газ 2018, Россия, Москва, 2018 г.,

2. Российских: Технологический форум по петрофизике, исследованиям керна и пластовых флюидов, геомеханике, Тюмень, 2022, 2023 г. Научно-техническая конференция «Цифровые технологии в добыче углеводородов: цифровая независимость», Уфа, 2023 г. XVII Всероссийская конференция аспирантов горногеологического, нефтегазового, энергетического профиля, Санкт-Петербург, 2019 г.

Публикации

По теме работы автором опубликовано более 15 работ, включая тезисы докладов конференций, из них шесть - в журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ: «Бурение и нефть», № 9, 2016 г. (стр. 44-50), «Бурение и нефть», № 9, 2016 г. (стр. 50-55), «Бурение и нефть», №9, 2020 г. (стр. 60-70), «Вестник МГУ», №6, 2020 г., «Геофизика», №1, 2024 г.

Благодарность

Автор благодарен своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук Георгию Александровичу Калмыкову, заведующей кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых Ступаковой Антонине Васильевне и научному

сотруднику [Митронову Дмитрию Валентиновичу. Автор благодарен научным советникам Максиму Маркину и Александру Лопатину, а также сотрудникам ООО «Литосфера» Вадиму Ситак, Олегу Федорову, Марии Лопатиной, Ярославу Заглядину, Александре Солдатовой. Автор благодарен своей семье - супруге Алёне, детям - Алисе, Катерине и Алексу, а также родителям - Татьяне Алексеевне и Ильдару Усмановичу. Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения. Общий объем составляет

110 страниц, включая 14 таблиц, 69 иллюстраций и список литературы из

111 наименований. Структура работы построена в соответствии с выполненными исследованиями и примерами их положительного применения на конкретных объектах. Защищаемые в работе положения отражают результат анализа исследований.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЙ ОЧЕРК КРАСНОЛЕНИНСКОГО СВОДА И

ТУТЛЕЙМСКО-АБАЛАКСКОГО КОМПЛЕКСА Физико-географический очерк

Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) находится на территории Октябрьского и Ханты-Мансийского районов ХМАО. В географическом плане Красноленинское НГКМ находится в пределах левых притоков Ендырь и Сеуль бассейна р. Обь. Ближайший населенный пункт - г. Нягань и его спутник п. Талинский [108]. Общие сведения о географо-экономических условиях Красноленинского НГКМ описаны в Таблица 1.

Таблица 1 - Географо-экономические условия [107]

№ Наименование Географо-экономические условия

1 Географическое положение района работ ХМАО, Октябрьский и Ханты-Мансийский районы

2 Сведения о рельефе местности, его особенностях, заболоченности, степени расчлененности, абсолютных отметках Красноленинский НГР расположен е западной части ЗападноСибирской низменности на левом берегу реки Обь. Заболоченность 30-35%. Расчлененность рельефа сильная с а. о. от 24 до 208 м. Сейсмичности нет

3 Характеристика гидрологической сети и источников питьевой и технической воды с указанием расстояния от них до объекта работ Гидрографическая сеть представлена р. Ендырь, Сеуль и Ендырской протокой и их многочисленными притоками. 8 период половодья судоходство возможно только по р. Ендырь на 40-50 км от устья

4 Среднегодовые и экстремальные температуры воздуха и количество осадков Среднегодовая температура — 1.8°С, средняя температура января — 25°С, а июля + 15°С. Экстремальные температуры от + 30° до — 52°С. Среднегодовое количество осадков 450500 мм, из которых 70% приходится на апрель — октябрь

5 Преобладающее направление ветров и их сила Средняя скорость ветра — 4.4 м/с, преобладающее направление ветров ЮЗ, 3

6 Толщина снежного покрова и его распределение Снежный покров составляет 0.7 м, достигает в пониженных участках 1.5 м и лежит 180 дней

7 Продолжительность отопительного сезона Отопительный сезон включает период устойчивых морозов с октября до середины мая и длится в среднем 250 дней

8 Краткая характеристика растительного и животного мира Красноленинское НГКМ расположено в лесной зоне, где растительность представлена преимущественно сосновым и елово-кедровым лесом. На заболоченных участках преобладает смешанный лес. Животный мир богат и разнообразен. В тайге много гнуса

9 Геокриологические условия Район работ относится к территориям, где многолетнемерзлые породы носят локальный характер распространения на глубинах более 100-150 м

10 Сведения о населенных пунктах, расстояния до них; о составе населения Населенных пунктов в районе работ нет. Плотность населения невысокая, коренное население - ханты, манси занимается рыболовством и звероловством

11 Действующие и строящиеся нефте- и газопроводы Межпромысловый нефтепровод

Красноленинское НГКМ находится в пределах левого берега р. Обь. С геоморфологической позиции представляет собой холмистую равнину с эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 25 до 150 м, т. к. Красноленинский нефтегазоносный район (НГР) приурочен к южной части тектонически приподнятого участка, протяженностью от р. Хугот до верховьев р. Нягань [108].

На территории Красноленинского НГКМ господствует континентальный климат. Зимой превалируют низкие температуры. Лето короткое, прохладное. Среднегодовая

температура +1°С. Средняя температура наиболее холодного месяца (января) составляет - 25°С (с минимумом до -52°С). Средняя температура наиболее теплого месяца (июля) около +15°С (с максимумом до +30°С) [107].

Карта инфраструктуры и распределения лицензионных участков Красноленинского НГКМ приведена на Рисунок 3.

Рисунок 3 - Карта площадей и инфраструктуры в пределах Красноленинского НГКМ

[107]

Тектоника

Согласно [100], район исследований сосредоточен в пределах Зауральского блока Западно-Сибирского НГБ (Рисунок 4). С тектонической точки зрения район исследований относится к положительной структуре I порядка - Красноленинскому своду.

Рисунок 4 - Тектоническая карта фундамента Западно-Сибирского НГБ [76] В соответствии с общепринятыми представлениями, в разрезе Западно-Сибирского НГБ выделяются гетерогенный фундамент и платформенный чехол [75]. В данном случае

под фундаментом понимается весь комплекс гетерогенных образований, залегающих под мезозойско-кайнозойским платформенным чехлом [75]. В составе фундамента два структурных этажа. Нижний (складчатый фундамент) состоит из тектонически активных, метаморфизованных и сильно дислоцированных пород, сформировавшихся в докембрийскую и палеозойскую эры и пронизанных интрузивными слоями разного возраста и состава [75]. В формировании фундамента участвуют тектонические комплексы байкалид, салаирид, каледонид, ранних и поздних герцинид [60]. Между складчатым основанием и платформенным этажом выделяется комплекс пород, занимающих промежуточное положение. Эти породы относятся к верхнему этажу фундамента [75]. Они представлены тафрогенными эффузивными и эффузивно-осадочными отложениями туринской серии [75].

Складчатое основание

Складчатые комплексы фундамента представляют собой сочетание древнейших метаморфических сланцев, гнейсов, кристаллических сланцев и гранитов докембрийского и палеозойского возраста. Эти образования распространены в пределах Шаимского мегавала и Красноленинского свода [75].

Ортогеосинклинальный структурный ярус слагает Шеркалинский синклинорий, к которому приурочен Зауральский антиклинорий. В его пределах располагаются Ем-Еговская, Каменная и другие структуры [108]. В пределах Талинской площади в ряде скважин встречены палеозойские толщи, представленные андезитами, базальтами и их туфами от силурийских до нижнедевонских. Кроме того, в верхней части скважин встречаются известняки, глинисто-кремнистые сланцы, туфы и пестроцветные породы с девонской фауной. Эти формации перекрываются отложениями нижнекаменноугольного возраста, представленными вулканическими породами, известняками и песчаниками. На некоторых участках присутствуют флишевые формации и угленосные отложения [111].

Орогенный структурный ярус представлен в подошвенной части терригенно-карбонатными породами и в кровельной - грубообломочными континентальными породами. Возраст пород примерно средне-поздне-каменноугольный. Пермские отложения не выявлены. Палеозойский комплекс дислоцирован в складки [111].

Промежуточный структурный этаж представлен триасовым вулканогенно-осадочным комплексом туринской серии, на Красноленинском своде выявлен в северной (Малоатлымская и Рогожниковская площади) и западной (Западно-Талинская площадь) частях. Породы залегают полого и не метаморфизованы. Грабены имеют размеры до 250 км в длину и 50-60 км в ширину. Залегание пород осложнено сбросами, которые в ортоплатформенном ярусе прослеживаются реже. В пределах изучаемой площади

возможно развитие триасовых отложений на крайнем северо-западе участка в Южно-Бобровском прогибе [111].

Платформенный чехол

Красноленинский свод (Рисунок 5) находится в юго-западной части ЗападноСибирского НГБ, отделен от сопредельных структур с востока Елизаровским прогибом, с запада - Мутомской котловиной. В южной части Красноленинский свод сочленяется с Шаимским валом, на востоке - с Ханты-Мансийской впадиной. В северной части Красноленинский свод осложнён Рогожниковской группой структур. Средние размеры свода 130*180 км [108]. По данным [93], рассматриваемая территория находится в зоне сочленения герцинской Уральской складчатой системы и Уват-Ханты-Мансийского массива байкальского возраста. Красноленинский свод включает в себя тектонически приуроченные к одноименным структурам площади - Ем-Еговская, Талинская, Пальяновская, Елизаровская, Ингинская, Каменная и др. [108].

Рисунок 5 - Фрагмент «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской

плиты» [100]

В пределах Красноленинского свода по данным бурения и сейсморазведочных материалов сейсморазведки МОГТ выделяется большое количество разрывных нарушений, которые захватывают обычно ДЮК и юрские отложения, реже нижнемеловые отложения. Размер локальных структур обычно находится в пределах 30x7 км с амплитудой 20-100 м

по отражающему горизонту Б. В целом они характеризуются симметричным строением, сильно изрезанными очертаниями и разным простиранием - от широтного (Ай-Торское, Поттымское поднятия) до меридионального (Каменное, Талинское и др.) [108].

В пределах Красноленинского свода по данным бурения и сейсморазведочных материалов МОГТ выделяется большое количество разрывных нарушений, которые захватывают обычно ДЮК и юрские отложения, реже нижнемеловые отложения. Размер локальных структур обычно находится в пределах 30x7 км с амплитудой 20-100 м по отражающему горизонту Б. В целом они характеризуются симметричным строением, сильно изрезанными очертаниями и разным простиранием - от широтного (Ай-Торское, Поттымское поднятия) до меридионального (Каменное, Талинское и др.) [108].

Отложения имеют трансгрессивный тип строения, т.е. более молодые слои залегают по площади шире нижележащих и несогласно перекрывают породы промежуточного структурного этажа и фундамента. Талинская площадь приурочена к западному склону Красноленинского свода, в пределах которого осложнена целым рядом положительных структур и протяженным эрозионным прогибом, выполненным отложениями шеркалинской свиты. Из положительных структур выделяются Талинская, Северо-Талинская, Южно-Талинская, Валентиновская, Малохорская, Ивергульская, Восточно-Мысъяхская и Раусская. Изучаемая площадь в пределах лицензионного участка осложнена целым рядом положительных и отрицательных структур. Из положительных структур выделяются Ем-Еговская, Западно-Ем-Еговская, Сосново-Мысская, Кубовая и западное окончание Пальяновской антиклинали. Из отрицательных структур прослеживаются многочисленные рукавообразные прогибы, примыкающие с севера и юга к Ем-Еговской вершине. Каменная площадь осложнена целым рядом положительных и отрицательных структур. Из положительных структур выделяются Ай-Торская, Западно-Ай-Торская, Кальмановская, Каменная, Лорбинская и Сеульская антиклинали. Из отрицательных структур выделяются Сеульский прогиб на юге, Южно-Ай-Торская грабенообразная впадина в центральной части и восточное ответвление Кальмановского прогиба на севере.

Установлено, что основной вклад в формирование структурного плана мезозойско-кайнозойского чехла вносит тектоническая активность структур фундамента. В приуральской части Западно-Сибирского НГБ поверхность фундамента образует региональный склон, осложненный поднятиями и прогибами, совпадающими в плане с антиклинорными и синклинорными зонами фундамента. Особенностью строения рельефа поверхности фундамента является его общее погружение в северном направлении. Для Западно-Сибирского НГБ степень унаследованности дислокаций чехла от структур фундамента определяется длительностью перерыва между возрастом структурных

элементов фундамента и началом формирования отложений платформенного чехла. Структуры чехла, развитые в пределах герцинид, наследуют структуры геосинклинального типа. Платформенный чехол, развитый в зонах каледонид, также наследует структуры геосинклинального типа, но только до отложений мелового возраста. Структуры чехла в пределах байкалид и салаирид наследуют структуры блокового генезиса. Красноленинский свод сформировался над выступом Уват-Ханты-Мансийского массива байкальского возраста [75].

В.А. Конторович выделил основные этапы формирования структур различных порядков. По направлению от окраин к центру и на север Западно-Сибирского НГБ отмечается смена основных этапов роста поднятий от более древних к молодым [76].

На юрском этапе, до начала формирования отложений осадочного чехла, палеозойские складчатые породы в раннетриасовое время были подвержены рифтогенезу. Тектоническая активизация пришлась на раннюю юру. Основные процессы были связаны с разбиением доюрских блоков на эрозионно-тектонические выступы, отвечавшие по размерам структурам Ш-1У порядков. По мере формирования осадочного чехла снижалась интенсивность процессов - в байосе наблюдалось отсутствие приподнятых и погруженных зон [76].

Следующий этап тектонической активизации приходится на берриас-аптское время. В это время область интенсивности тектонической активизации сместилась в центральную часть. На берриас-аптском этапе произошло формирование локальных куполовидных поднятий над локальными блоками фундамента, характер движения - преимущественно вертикальный [76].

Наибольшее влияние на уникальность Западно-Сибирского НГБ оказал кайнозойский этап тектонической активизации. Основными процессами, происходившими на данном этапе, являются интенсивное погружение и формирование Колтогорско-Уренгойской депрессии, выполняющей роль основного очага генерации нефти и газа и образования крупных структур — основных зон аккумуляции нефти и газа. На севере ЗападноСибирского НГБ в это время было сформировано большинство ловушек, с которыми связаны залежи УВ. Принимая во внимание, что в кайнозое баженовский горизонт, являющийся основной нефтематеринской толщей в Западной Сибири, оказался в главной зоне нефтегазообразования (ГЗНГ), коэффициент эмиграции углеводородов (УВ) дошёл до максимальной отметки [76].

Литолого-стратиграфическая характеристика отложений

Согласно стратиграфической схеме келловея и верхней юры Западной Сибири [88] изучаемая площадь расположена во Фроловско-Тамбейском районе. На изучаемой территории выделяются два структурно-вещественных мегакомплекса: доюрский фундамент и осадочный чехол. По фундаменту Западно-Сибирский НГБ представляет собой ассиметричную впадину с депоцентром в северной части и на изучаемом участке сложен докембрийскими и палеозойскими магматическими, метаморфическими и метаморфизованными осадочными породами. Структурная поверхность фундамента определяет строение нижних горизонтов осадочного чехла. Строение мелового комплекса во многом обуславливается уже седиментационными причинами, но для большинства структур все же характерно унаследованность развития. Разрывные нарушения юрско-доюрского комплекса прослеживаются с затуханием амплитуд смещений вверх по разрезу до горизонтов средней и верхней юры.

Палеозойская эратема

Породы фундамента представлены образованиями протерозойского, палеозойского и триасового возраста и на Красноленинском своде вскрыты почти всеми поисковыми и разведочными скважинами. Докембрийские породы представлены хлорит-серицитовыми, кварцит-серицитовыми и другими породами. Возраст принят по сопоставлению с породами Березовского района и степени метаморфизма. Породы палеозойского возраста менее метаморфизованы. Состав - сланцы, песчаники, туфопесчаники, зеленокаменные породы и т.д. Отмечается прорывание толщ палеозойского возраста интрузивными телами различного состава (от основного до кислого). Возраст интрузивных тел средне-верхнепалеозойский [108]. Коры выветривания развивались по породам докембрийского и палеозойского возраста. С корами выветривания связаны нефтяные скопления. Минеральный состав пород зависит от состава исходных пород. Профиль коры в основном каолинитовый. Многие исследователи предполагают, что начало формирования коры выветривания - пермско-нижнетриасовое время [94]. С кровлей ДЮК связан отражающий горизонт "А" [108].

Мезозойская эратема

Триасовые породы представлены эффузивными образованиями преимущественно основного состава туринской серии, залегающими с резким несогласием на породах фундамента, имеют мозаичный характер распространения в пределах Красноленинского НГКМ, но в пределах изучаемой площади не вскрыты [75].

Юрская система с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывает породы палеозойского фундамента и промежуточного триасового комплекса. Система

представлена всеми тремя отделами - нижним (шеркалинская свита), средним (тюменская свита) и верхним (абалакская, тутлеймская свиты). Толщина пород юрской системы на Красноленинском своде составляет примерно 290 м.

В состав нижнего отдела (Л) входит шеркалинская свита, разрезе которой выделены нижняя и верхняя подсвиты. Нижняя подсвита включает пласт ЮК11 и тогурскую пачку. Пласт ЮК11 представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Тогурская пачка представлена аргиллитами с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя подсвита (до 50 м) включает пласт ЮК10 и радомскую пачку. Пласт ЮК10 представлен песчаниками с прослоями аргиллитов. Радомская пачка представлена преимущественно аргиллитами с прослоями углей и является флюидоупором для пластов ЮК10 и ЮК11. Возраст шеркалинской свиты датируется плинсбах-тоарским, частично ааленским веками [108].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Юсупов Ян Ильдарович, 2024 год

■ - -

1 Ш

Barnett Eaglefbrd Fayetteville Haynesville

'; i ; I' Ratio mi

Marcellus Nlobrara Woodford Utica|PP Poeson's Ratio Meafi ■ Poisson's Ratio Mai

Рисунок 21 - Сравнение коэффициента Пуассона тутлеймской свиты и основных нетрадиционных формаций США [106]

Рисунок 22 - Контролирующие параметры трещин ГРП и зависимость конфигурации трещин ГРП от анизотропии напряжений и индекса хрупкости [ 106]

Минералогический состав

Минералогический состав тутлеймской свиты имеет схожие характеристики со сланцевыми комплексами Woodford и Barnett (Рисунок 23). Понимание того, как изменяется минералогия в рамках НГБ, а также как она меняется с глубиной, очень важно для определения потенциала тутлеймской свиты как материнского коллектора. Размеры бассейна осадконакопления тутлеймской свиты также оказали существенное влияние на сильную латеральную изменчивость минералогического состава.

Рисунок 23 - Сравнение минерального состава тутлеймской свиты и основных нетрадиционных формаций США [106]

Сравнение условий осадконакопления

При сопоставлении условий осадконакопления ТАК и сланцевых комплексов Barnett, Woodford и Fayetteville невозможно провести полную аналогию, так как отдельные литотипы в зарубежных аналогах формировались в более высокоэнергетических условиях осадконакопления. По-видимому, это связано с наличием подводных течений или волновой деятельностью. В ТАК подобные высокоэнергетические условия условно можно отметить только в кровле абалакской свиты при формировании глауконитового слоя, но здесь скорость седиментации ниже, т. к. наблюдается сильная биотурбация [106].

В целом, зарубежные сланцевые формации и ТАК формировались приблизительно на одних морских глубинах примерно 100-300 м с периодическими колебаниями уровня моря, при которых происходило сокращение (увеличение) терригенного приноса и изменение доли планктоногенного материала. Осадконакопление фаций "siliceous non-calcareous mudstone" и "siliceous calcareous mudstone" происходило в условиях, аналогичных осадконакоплению верхней части тутлеймской свиты. Это наиболее глубоководные условия, где формировались глинисто-кремнистые и глинисто-карбонатно-кремнистые породы. "Miсritic/limy mudstone" и "bottom current calcareous" литофации, по-видимому,

можно с ассоциировать с карбонатными известняками, расположенными в кровле абалакской свиты и связанными с началом морской трансгрессии. Фации "Phosphatic deposit", "Dolomitic mudstone ^п^^оп" можно соотнести с абалакскими отложениями, где присутствуют фосфат-сидеритовые конкреции, сформированные в более глубоководных условиях по отношению к вышележащей абалакской пачке. Различие проявляется в том, что в абалакское время формировались отдельные конкреции, а в западных формациях это протяженные фосфатные слои. По-видимому, формирование таких слоев связано с большим количеством органогенного материала, более медленной скорости седиментации и большей степенью воздействия щелочной восстановительной среды [ 106].

Роль геомеханики в мировой практике разработки сланцевых резервуаров

Сложность разработки пород тутлеймской свиты обусловлена прежде всего особенностями самого резервуара - нефтегазоносность в этом случае связана и с наличием органического углерода, углеводородных соединений, физически связанных с Cорг и матрицей пород. Данная категория запасов нуждается в формировании нестандартных подходов к поиску, разведке и добыче, внедрении новых методик и технологических решений. Основополагающей является технология бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта, однако технологии, применяемые в этом случае, столь же нетрадиционны: высокие скорости закачки, значительные объемы закачиваемой жидкости, сложное оборудование - все это отличает технологии ГРП для тутлеймских отложений от тех, что давно и успешно применяются на традиционных отложениях.

Одним из инструментов, позволяющих корректно спроектировать горизонтальную скважину и подобрать оптимальный дизайн ГРП, является геомеханическое моделирование. Как считает эксперт ООО «Газпром нефть НТЦ», Д. Е. Заграновская: «Геомеханическое моделирование и расчет устойчивости ствола скважины в настоящее время это как бы "новый стандарт" для оптимизации бурения эксплуатационных и разведочных скважин. <...> Геомеханическое моделирование глубоководных отложений бажено-абалакского комплекса позволило успешно пробурить первые горизонтальные скважины на [Пальяновском] месторождении <...>. Результаты бурения показали хорошую сходимость модели устойчивости с фактическим состоянием скважины» [61].

Необходимо выделить наиболее важные геомеханические параметры для определения интервалов для проведения ГРП. В работах [36, 27, 40, 14] в качестве основного критерия для выделения перспективных интервалов для ГРП предлагается использовать хрупкость горных пород. Хрупкость - это условная величина, характеризующая склонность горной породы к образованию трещин и удерживанию их в раскрытом состоянии. Считается, что чем выше хрупкость горной породы, тем легче

создать в ней трещину, но, как показывает практика, это не всегда верно. На сегодняшний день нет унифицированной общепринятой методики оценки хрупкости [28].

Существует три основных подхода к определению хрупкости (Таблица 2):

- Определение хрупкости на керне в лабораторных условиях (В1-В8);

- Определение хрупкости на основе анализа минералогического состава (В9-В11);

- Определение хрупкости с использованием механических свойств горных пород (Вд1-Во4).

Лабораторный способ оценки хрупкости не получил сильно широкого распространения из-за трудностей изготовления образцов, удовлетворяющих требованиям проведения тестов. Особенно эта проблема актуальна в интервалах нетрадиционных сланцевых пород [36]. Второй метод основан на оценке минерального состава горных и выделении "хрупких" минералов и компонентов, увеличивающих пластичность [29, 37]. Однако не всегда минералогическая хрупкость соответствует действительности, т.к. данный метод не учитывает влияние диагенеза [10]. Третий метод, предложенный Шскшап й а1, базирующийся на использовании механических свойств [36], является наиболее распространенным, особенно при оценке упругих свойств горных пород по ГИС.

Таблица 2 - Сводная таблица формул расчета индекса хрупкости, используемых в

мировой практике [42]

Формула Ссылка Номер

1 2 3

В £total Ее1 - упругая деформация, д. е. £totai - полная деформация, д. е. [15] (2.1)

wel В2 = wtotal wel - энергия упругой деформации, Дж wtotai - полная энергия, Дж [12] (2.2)

в3 = Со-т° 3 С0 + т0 С0 - предел прочности при сжатии, МПа Т0 - предел прочности при растяжении, МПа [25] (2.3)

В4 = sin (р (р - угол внутреннего трения, ° [25] (2.4)

D Tmax + T-res Bs = T 1 max ттах - предел прочности при сдвиге, МПа Tres - остаточная прочность при сдвиге, МПа Ш1 (2.5)

£Р - £Р р = Ef Ес £р - пластическая деформация при разрушении, д. е. £р - удельная пластическая деформация после разрушения, д. е. [22] (2.6)

Л 7 = Л + 2ц X - параметр Ламэ, ГПа ^ - модуль сдвига, ГПа Ш (2.7)

М-Е В8 =- 8 М М - модуль упругости после пиковой прочности, ГПа Е - модуль упругости на нагрузке, ГПа [38] (2.8)

Формула Ссылка Номер

1 2 3

d _ vmax\ В 9 _ \ ) avmax - эффективное горное давление, г/см3 av -горное давление, г/см3 [26] (2.9)

бю = ({vVmaX~vV ) + LE~Er ))/2 ^vmax vmin' тах ^mín' v - коэффициент Пуассона, д. е. vmax - максимальный коэффициент Пуассона, д. е. vmin - минимальный коэффициент Пуассона, д. е. Е - модуль Юнга, ГПа Етах - максимальный модуль Юнга, ГПа Emin - минимальный модуль Юнга, ГПа [36] (2.10)

В11 _ -1.49560 + 1.0104 fqtz - объемное содержание кварца, д. е. fcarb - объемное содержание карбонатов, д. е. fciay - объемное содержание глины, д. е. [27] (2.11)

2 _ fqtz fqtz + fcarb + fclay fqtz - объемное содержание кварца, д. е. fcarb - объемное содержание карбонатов, д. е. fciay - объемное содержание глины, д. е. [27] (2.12)

2 _ fqtz fqtz + fcarb + fclay + ТОС fqtz - объемное содержание кварца, д. е. fcarb - объемное содержание карбонатов, д. е. fclay - объемное содержание глины, д. е. ТОС - объемное содержание Сорг, д. е. [27] (2.13)

^ fqtz + fdol fqtz + fcal + fdol + fclay + TOC fqtz - объемное содержание кварца, д. е. fdol - объемное содержание доломита, д. е. fclay - объемное содержание глины, д. е. ТОС - объемное содержание Сорг, д. е. fcai - объемное содержание кальцита, д. е. [40] (2.14)

„ f(¡FM + fcal + fdol Bqa _ 100 fqFM - объемное содержание КПШ, д. е. fdol - объемное содержание доломита, д. е. fcal - объемное содержание кальцита, д. е. [28] (2.15)

В качестве подтверждения связи между хрупкостью, определенной различными методами, в статье [41] приводится сравнительный расчет хрупкости на примере месторождения Bamett в интервалах нетрадиционных сланцевых пород. Затем рассчитанный параметр хрупкости используется для оценки индекса разрываемости на основе комплексного учета минералогической хрупкости, а также параметра трещиностойкости, оценённого эмпирическим методом. В работе [29] продемонстрировано, что с увеличением трещиностойкости происходит увеличение градиента разрыва. Примеры корреляционных зависимостей для расчета трещиностойкости приведены ниже. В итоге в статье [29] рекомендованы следующие зависимости для определения индекса разрываемости:

_Вп + СС2 (2.16)

Рк -

, _ Вп + К1С 2 2 = 2

(2.17)

+

, _ ип ~ '-'п 3 = 2

(2.18)

где:

В -В.

(2.19)

'тах

-

т т

и =-

(2.20)

(2.21)

Параметр Gc представляет собой величину высвобождения энергии при создании новой поверхности трещины. В соответствии с критерием прочности, новая трещина начинает развиваться при достижении некого критического значения энергии.

В статье [35] для оценки перспективности проведения ГРП предлагается использовать комплексный параметр, включающий в себя механические свойства, напряжения, пористость, проницаемость, эффективную толщину и некоторые другие. Пример применения данного подхода продемонстрирован на примере выделения перспективных интервалов в отложениях нетрадиционных коллекторов. По результатам работы установлено, что наиболее перспективными интервалами для заложения горизонтальной секции скважины являются интервалы с естественными трещинами, особенно при наличии критически напряженных трещин. Более подробно методика определения индекса разрываемости с учетом интервалов с естественной критически напряженной трещиноватостью описана в работах [23, 32]. В статье [32] под критически-напряженными трещинами подразумевается естественная трещиноватость, характеризуемая такими параметрами простирания и падения плоскостей нарушения относительно текущего тензора напряжений, при которых при снижении нормального эффективного напряжения на трещину может произойти ее активация [33]. В результате активации трещины происходит микроподвижка блоков относительно плоскости нарушения за счет сдвиговых напряжений, в результате чего трещина может стать проводящей. Интервалы с естественными критически напряженными трещинами являются наиболее перспективными зонами для проведения стимуляции путем ГРП.

2.2.Анализ качества исходных материалов

При подготовке работы применялась комплексная схема исследований, учитывающая различные смежные направления: литологическое, геохимическое, петрофизическое, геомеханическое. Литологическое направление работ позволяет определить минерально-компонентный и химический состав пород. Геохимическое направление дает возможность определить тип и содержание Сорг, стадию катагенеза и оценить нефтегенерационный потенциал работ. В рамках петрофизического направления проводится оценка ФЕС, скоростей пробега продольных и поперечных волн, плотности и т.д. Изучение геомеханических свойств позволяет понять условия, при которых происходит упругая, пластическая деформация, а также разрушение различных пород. Совместно с результатами определения преобразованности ОВ, давлений, ФЕС, минерально-компонентного состава изучение геомеханических свойств способствует выделению в разрезе пород, склонных к эффективному разрыву и оценке условий для проведения успешного ГРП.

Первым шагом является анализ и подготовка необходимой геологической информации, а также оценка ее полноты для выполнения работы. Ниже будет описан процесс сбора и анализа данных, включающих исследования ГИС, керна, испытания скважин, оценку состояния стенок ствола скважин и т.д.

Петрофизическое обеспечение данными ГИС

Для геомеханического моделирования необходимой основой является специальный комплекс ГИС, который должен включать широкополосный акустический каротаж (АКШ), плотностной каротаж (ГГК-П), кавернометрию, гамма каротаж (ГК), боковой каротаж (БК) и др. При этом исходные кривые ГИС должны охватывать весь разрез от дневной поверхности до забоя изучаемых отложений, т. к. рассчитываемые напряжения пород на определенной глубине зависят от веса вышележащих толщ, рассчитываемого по ГИС в этих толщах. Поскольку запись ГИС представлена не во всех интервалах скважин, было выполнено восстановление кривых акустических свойств и плотности. В данной главе описана созданная автором методика восстановления кривых плотностного и акустического каротажа для ТАК Красноленинского НГКМ [105].

Для коррекции и восстановления кривых были задействованы 12 опорных скважин с наличием АКШ и ГГК-П. Запись данных каротажных комплексов хорошего качества и проводилась, в основном, с использованием приборов БсЫитЬе^ег.

Обработка ГИС и расчёт синтетических кривых проведены в поточечном варианте. Этапы обработки кривых ГИС включали: 1) загрузку в обрабатывающую систему; 2) оценку качества и нормализацию; 3) увязку и сшивку; 4) загрузку в систему данных

корреляции продуктивных пластов (разбивки на стратиграфические зоны), результатов обработки инклинометрии - кривых абсолютных глубин, результатов исследования керна; 5) приведение показаний ННК-Т к единым значениям.

На предварительном этапе выполнялось сопоставление трендов кривых АКШ и данных ВСП по всей глубине скважин. Дополнительно выполнены сравнение и контроль значений кривых акустического каротажа и плотности с кернограммами. Корректированные по керну кривые в скважинах приняты как эталонные. Значения кривых остальных скважин контролировались путем сравнения гистограмм керна и эталонных кривых.

Выполненный комплекс ГИС в скважинах позволяет рассчитать синтетические кривые интервального времени Р-волн как минимум по двум методам - электрическому и нейтронному. Наибольшей популярностью пользуются эмпирические уравнения, например, уравнение Фауста, связывающее показания электрических методов с интервальным временем пробега Р-волн [17]:

С

ОТ - °'3048 1 (2.22)

(ИТ * ТУ0)6

С=513.3 - константа; ЯТ - истинное удельное электрическое сопротивление породы, Ом*м; ТУБ - глубина замера (фут).

Недостатком применения уравнения Фауста является его низкая эффективность использования в интервале тутлеймской свиты. Получаемая синтетическая кривая интервального времени в данном интервале имеет обратную характеристику. Т. е. кривая БТБШТ в тутлеймских отложениях вместо увеличения интервального времени наоборот уменьшается.

Более эффективным для синтезирования оказался комплексный подход с применением индивидуальных корреляционных связей интервального времени и нейтронного каротажа, выполненный в несколько этапов.

Уравнение связи имеет вид: ОТБШТЫКО - 181.684 + 67.108 ■ ТМРН + 1444.414 ■ ТМРН2 (И2 - 0.96) (2.23)

ТЫРИ - водородосодержание пород по НК.

На следующем этапе выполнен прогноз ошибки, возникающей из-за неучета закона уплотнения пород при расчете первого приближения синтетической кривой интервального времени. Сама ошибка в виде дискретной кривой рассчитывалась как разница между ВТ8ШТЫК0 и оригинальной кривой интервального времени БТ:

БЕЬТАМК - ОТМОИМ - ОТБШТЫКО (2.24)

ПТЫОЕМ - нормированная оригинальная кривая БТ.

Непосредственный прогноз ошибки в каждой скважине выполнялся путем ее расчета по сложной корреляционной связи ПЕЬТЛЫК = /(2ЛБ8 - ТУП). Уравнение связи имеет вид:

Учет закона уплотнения пород в каждой скважине выполнялся путем вычитания, в зависимости от знака величины ошибки ПЕЬТЛЫК из значений первого приближения синтетической кривой ПТ8ШТЫК0.

Финальный расчет синтетической кривой интервального времени DTSINTNK выполнен с учетом литологических особенностей каждого пласта путем индивидуальной настройки связей DT = f (DTSINTNK1).

Ниже приведены уравнения зависимостей для каждой свиты (Таблица 3).

Контроль значений синтетических кривых DTSINTNK выполнен путем сопоставления их с записанными значениями DT. Для сравнения использованы значения против ровных стенок скважин DS - DN ~ 0.005м. Результирующие восстановленные кривые DTP с учетом керна приведены на Рисунок 24.

Использование эмпирических уравнений Гарднера для восстановления кривой объемной плотности является распространенным в практике способом [19]. Уравнение имеет следующий вид:

DEN - объемная плотность, г/см3; DT - интервальное время пробега P-волн, мкс/м; A и B - константы.

Предпосылкой применения данного уравнения является наличие связи между скоростью P-волн и объёмной плотностью. Однако необходимо отметить, что при определении плотности по уравнению не учитывается изменение литологического состава. Данное ограничение становится критичным в случае отсутствия значимой корреляции между скоростью и плотностью или, когда уменьшение скорости происходит при увеличении плотности. Предварительное применение данного уравнения показало, что в данной работе такая ситуация имеет место. Таким образом, использование эмпирических уравнений для расчета кривых DEN оказалось неприемлемым и при расчете необходим учет влияния литологии, что заставило выполнить дополнительный анализ имеющихся данных с целью поиска индивидуальных зависимостей для отдельных интервалов разреза. Ниже приведены уравнения зависимостей для каждой группы пластов (Таблица 3).

DELTANK = 1071.533 - 418.878 log10 TVD + 6.745VfVD

(2.25)

DTSINTNK1 = 1071.533 - 418.878 log10 TVD + 6.745V TVD + DTSINTNK0

(2.26)

(2.27)

Оптимальное решение для расчёта кривых интервального времени пробега S-волн сводилось к многомерной функции DTS = f (DTP; DEN) с привлечением интервального времени пробега P-волн и плотности. В Таблица 3 приведены уравнения функции DTS = f (DTP; DEN) для тутлеймской и абалакской свит. Контроль значений синтетических кривых DTSSINT выполнен путем сопоставления их с записанными значениями DTS.

Таблица 3 - Уравнения расчета синтетических кривых DTP, DTS, DEN

№ Интервалы Уравнения

1 2 3

1 Тутлеймская свита DTJINTNK = 159.8 + 0.579DTSINTNK1 1 DEN SINT = 3.238 - 297.493 *- _ DTPCOR DTS SINT = 10(2.277+°.°01SDTPCOR)

2 Абалакская свита DTJINTNK = 89.26 + 0.585DTSINTNK1 1 DEN SINT = 1.47 - 293.127 * _ DTPCOR DTS SINT = 10(1.853+0.0020DrPC0R+0.7301log10DE«C0R)

Результирующие восстановленные кривые DTS с учетом данных керна приведены на

Рисунок 24.

скважинам, используемые при построении Ш-геомеханической модели

Исследования керна

Изученность исследованиями керна рассматриваемой площади высокая. В распоряжении имелись результаты рутинных исследований керна других организаций по 11 скважинам, а по 7 скважинам - специальные геомеханические исследования (Таблица 4, Таблица 5). Помимо исследований прошлых лет были выполнены дополнительные тесты в рамках данной работы. В качестве дополнительных тестов были выполнены рутинные (плотность, пористость), геохимические (содержание Сорг) и литологические исследования (описание шлифов). Также были проведены геомеханические (одноосные, трехосные в РТ-условиях) эксперименты на образцах одной из скважин площади.

Таблица 4 - Количество образцов по отдельным геомеханическим исследованиям других

организаций (пласт ЮК о)

Таблица 5 - Количество образцов по отдельным геомеханическим исследованиям других

организаций (пласт ЮК1)

Тип Скважина

Скважина С Скважина С Скважина О Скважина Р Скважина К Скважина 1 Скважина J

Дин. модуль Юнга 8 4 - 12 - 3

Дин. козффшшент Пуассона 8 4 - б 12 - о

Инт. время пробега Р-, 3- БОЛН б 4 • б 12 - 3

Предел прочности при одн. сжатии - - - 6 12 - 1

Предел прочности при одн. растяжении - - X б 12 - 1

Предел прочности при грех, сжатии 8 4 - б 12 - ч

Стат. модуль Юнга 8 4 - 3 12 - -ч

Стат. коэффициент Пуассона г 4 - б 12 * 3

Отдельное внимание уделяется геомеханическим исследованиям, которые проводились самостоятельно автором работы. Были предложены наиболее оптимальные

методики геомеханических исследований керна ТАК. По результатам тестирования керна на механические свойства были охарактеризованы упругие (модуль Юнга, коэффициент

Пуассона) и прочностные (прочность на одноосное сжатие; прочность на разрыв; угол внутреннего трения) свойства пород и получены корреляции между этими параметрами. Собственные исследования керна позволили усилить уже имеющиеся корреляционные связи (Рисунок 25).

Подробный анализ результатов исследований керна см. в главе 3.

Скорости продольных и поперечны* аслн

3500

^ 3000 | 1 25»

} 8. ¡000 0

( {Я °

§1500 1000 Х*1 1 И'= 0.9356

Я' =0.9102

2200 2700 3200 3700 4200 4700 520Э 5700 6200

Скорость продольной волны, м/с

¥р-У$_БАК О Ур-У$ I Линейна» (УрЛГ«_БАК) - Линейная (Ур-У«_) |

Пределы прочности на сжатие и растяжение

» 14

с 3

¡12 м ¡10 а

I в

о

Iе

ь

О

% о ^ (МИМк* л №71 Н' = 0£ШЗ

у = 0 0637х* 3. Й'=0,42Т< о * 7616 1 ф " " ХУ - в л

" о о

60 И 100 120

Предел г.рорнооги при одноосной сжатии, М Из

в ИС^ТЗТЯ. ЕАК О ЦС8_Т5ТЯ

- -Пикейная (иСЗ-Т5ТР. БАК) Линейная (!.1С5 ТЗТЯ)

Рисунок 25 - Корреляционные зависимости по результатам геомеханических исследований керна по скважине Б (зеленые точки) в сопоставлении с аналогичными исследования в других скважинах (серые точки)

Замеры давлений в стволе

Для последующей корректировки профилей давлений проведен анализ имеющихся замеров порового давления, давления ГРП и давления закрытия трещин в опорных скважинах.

В малопроницаемых интервалах глин и высокоуглеродистых пачках замеры порового давления представляют собой сложную операцию. На изучаемой площади были выполнены замеры порового давления в интервале ТАК по 5 скважинам, однако в интервале тутлеймской свиты нет ни одного успешного замера по причине низкой проницаемости. Успешные замеры Рр имеются только в абалакской свите.

При калибровке минимального главного напряжения Бз, как правило, используются результаты замеров давления закрытия трещин Ро^шге в результате мини-ГРП [43]. Кроме мини-ГРП определение Бз может производиться с помощью стандартного или

расширенного теста на поглощение в скважине (например, LOT или XLOT). Данные тесты проводятся после цементации обсадной колонны.

На Рисунок 26 приведена кривая «Давление закачки - Время» при проведении мини-ГРП или XLOT с двумя нагнетательными циклами. Интервал изолируется сверху и снизу надуваемыми пакерами. Затем начинается закачивание жидкости разрыва в ствол скважины с постоянной скоростью потока. FIT (formation integrity test, точка целостности) соответствует точке, при которой поглощения в пласт не происходит (все что ниже точки 1). Как правило, тест заканчивается стадией FIT, если необходимо знать, произойдет ли при определенном давлении утечка или нет. Далее давление увеличивается линейно до того момента, пока не происходит потеря жидкости в системе и кривая не начинает отклоняться от линейности. В этот момент происходит инициирование трещины (точка 1). После этого давление начинает расти с более медленной скоростью и в точке 2 достигает своего максимального значения (давление гидроразрыва). После образования трещины в породе, в определенный момент времени давление в скважине начинает выравниваться и остается постоянным при той же скорости потока. На данном этапе происходит распространение трещины (точка 3). После выключения насосов давление падает до величины, равной мгновенному давлению на устье скважины после ГРП (точка 4). После закрытия скважины давление начинает падать по мере утечки жидкости в пласт. При падении давления происходит закрытие трещины (точка 5).

Рисунок 26 - Схематический график «Время - Давление» при проведении мини-ГРП и

других тестов

Были проанализированы и выбраны кондиционные данные по результатам ГРП и точечным замерам ХЬОТ и мини-ГРП. Все исследования по скважинам были сведены в Таблица 6. Приведенные в отчетах устьевые давления были пересчитаны в забойные

условия с учетом гидростатического давления, а также были рассчитаны градиенты давлений.

Таблица 6 - Сводная таблица давлений закрытия трещин, К1Р и ГРП в опорных

скважинах

№ Скважина Пласт Тип теста Градиент давления ISIP, г/см3 Градиент давления закрытия трещины, г/см3

1 B ЮК 1-з Мини-ГРП 1.41 1.24

2 C ЮК 0 ELOT - -

3 C ЮК 1 ELOT - 1.64

4 C ЮК 1 ELOT - 1.68

5 J ЮК 0 ELOT - -

6 J ЮК 0 ELOT - -

7 J ЮК 0 ELOT - 1.74

8 J ЮК 1 ELOT - -

9 L ЮК 0 ELOT - 1.77

10 L ЮК 0 ELOT - 1.83

11 L ЮК 0 Мини-ГРП 1.96 1.88

12 L ЮК 0 Мини-ГРП 1.94 1.78

Испытания скважин

Скопления нефти в ТАК являются сложными по строению, условиям залегания и выдержанности коллекторов.

Испытания интервалов абалакской свиты проведены более чем по 80 скважинам (Таблица 7). Промышленная нефтеносность абалакской свиты установлена в ходе как отдельных испытаний, так и совместных с ДЮК и тюменской свитой (ЮК2-9). Самостоятельное испытание абалакской свиты проводилось в 19 скважинах, в 11 из которых получены промышленные притоки до 200 т/сут [111]. Пустотность продуктивных отложений прежде всего связана с вторичной кавернозной [68] и трещинной емкостью [108]. Наиболее продуктивными разностями разреза абалакской свиты считаются плотные карбонатизированные трещиноватые пропластки [64].

Промышленная нефтеносность тутлеймской свиты (пласт ЮК0) установлена и подтверждена результатами опробований в 25 скважинах, в 7 из которых получены промышленные притоки без дополнительного воздействия на пласт [111].

По результатам испытаний (Таблица 7) и истории работы скважин, основной продуктивный интервал в ТАК приурочен к кровле абалакской свиты. Полученные притоки характеризуются высокими начальными дебитами безводной нефти до 170 т/сут и быстрыми темпами падения добычи и пластового давления, что свидетельствует о наличии высокопроницаемых фильтрационных каналов и ограниченности области дренирования.

При этом, единичные скважины имеют значительную накопленную добычу до сотен тысяч тонн и продолжительный период стабильной работы [9].

В работу были приняты только те испытания, которые проводились либо только в тутлеймской свите, либо только в абалакской, поэтому в данной части учитываются только кондиционные испытания

Таблица 7 - Результаты испытаний ТАК по скважинам изучаемой площади [ 107]

№скв Пласт Интервал перфорации Дебит нефти, т/сут Накопленная добыча, тыс. т

Кровля, м Подошва, м

1 2 3 4 5 6

A-1 тутлейм 2301 2330 43.9 -

A-2 тутлейм 2286 2295 34.9 -

A-3 тутлейм 2253 2259 26 -

A-4 тутлейм 2337 2350 12 -

A-5 тутлейм 2274 2285 6 -

A-6 тутлейм 2419 2435 10 -

A-7 абалак 2400 2410 17 -

A-8 абалак 2365 2392 170 35.705

A-9 абалак 2296 2315 24.5 1.263

A-10 абалак 2438 2461 14

A-11 абалак 2316 2336 113 32.872

A-12 абалак 2536 2560 42.5 -

A-13 абалак 2310 2340 22.8 91.239

A-14 абалак 2475 2496.2 60 21.886

A-15 абалак 2596 2612 230 5.952

A-16 абалак 2302 2326.5 22.35

A-17 тутлейм+абалак 2280 2324 36 2.123

A-18 тутлейм+абалак 2194 2234 39.9 1.005

A-19 тутлейм+абалак 2510 2542 117 4.73

A-20 тутлейм+абалак 2236.2 2296 112.2 14.523

A-21 тутлейм+абалак 2336 2354 38.6 3.299

Исследования состояния скважин микроимиджерами

Исследования состояния стенок скважины позволяют выявлять естественно- и техногенно-трещиноватые интервалы. На изучаемой площади применялись методы сканирования стенок скважин различными микроимиджерами. Качество имиджей хорошее.

Техногенные трещины (tensile fractures) и вывалы (breakouts) образованы при бурении под воздействием текущего напряженного состояния. Направление техногенных трещин в вертикальных скважинах соответствует азимуту ^Hmax, а направление вывалов - азимуту jShmin (Рисунок 27). Под техногенными трещинами следует понимать трещины, образовавшиеся в процессе бурения в интервалах со значительным преобладанием давления в скважине над поровым давлением. На имиджах трещины имеют вид узких симметричных вертикальных полос (трещины растяжения) или вид фрагментарных наклонных штрихов строго выдержанного направления (Рисунок 27). В свою очередь, вывалы - это разрушения стенки скважины, образовавшиеся в процессе бурения в интервалах со значительным преобладанием давления обрушения над давлением в

скважине. Вывалы определяются на имиджах как вертикальные полосы различной ширины (Рисунок 27).

Рисунок 27 - Принципиальная схема формирования техногенных трещин и вывалов при бурении. Пример выделения техногенных трещин и вывалов на развертках FMI [11, 34]

В соответствии с выделенными техногенными трещинами азимут SHmax имеет юго-восточное (ЮВ) - северо-западное (СЗ) простирание от ~125° до ~160° (Рисунок 28). Данные значения выдержаны в пределах Красноленинского свода и согласуются с азимутами ^Hmax соседних месторождений, не входящих в лицензионные границы изучаемой площади.

Рисунок 28 - Расположение скважин на площади работ с исследованиями состояния стенок методами FMI, CMI, STAR. Отмечены направления техногенных трещин при бурении, соответствующие азимуту SH max

Выводы к главе 2

- Собраны и проанализированы необходимые материалы для проведения работы, в т.ч. ГИС, исследования керна, замеры давлений и испытания скважин, микроимиджеры и т.д.

- В интервалах отсутствия выполнено восстановление комплекса ГИС, включающего DT, DTS, DEN, необходимых для построения геомеханической модели.

- Изученность исследованиями керна высокая. Использовалась совокупная выборка результатов работ автора по скв. F, которые проводились им лично, и работ других организаций. Собственные исследования керна позволили усилить уже имеющиеся корреляционные связи.

- Отмечено, что в интервале ТАК нет ни одного успешного замера порового давления по причине низкой проницаемости. Для калибровки S3 имеются мини-ГРП и ELOT, включающие давление инициации и закрытия трещин.

- Качество исследований микроимиджерами хорошее. Азимут £нш ax имеет юго-восточное (ЮВ) - северо-западное (СЗ) простирание от ~125° до ~160°.

- Имеющиеся исходные материалы хорошего качества, их достаточно для выполнения работы. Согласно Таблица 8, на основе вышеописанных критериев были выбраны 12 опорных скважин для геомеханического моделирования (Скв. A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K, L).

Таблица 8 - Сводная база данных для выполнения работы

>20 т/сут — 2-20 т/сут О Сухо или <2 т/сут

Критерии А В С D Е F G Н I J К L

к S КНОВ + + + + + + + + + + + +

т ГИС DTP + + + + + + + + + + + +

£ DTS + + + + + + + + + + + +

Плотность HP + + + + + + + + + + + -

Наличие геомеканнческнк исследований керна - + + + + + + + + + + -

к Замерь] пластового давления - + + + - - - - + - + -

1 II .Ii Ii liii in на целостность (LOT, FIT. ГРЕТ) + + + - + - + + + + + +

Мнкрон>[щжеры + + + + - - + - + + + +

Еже^невльсе ралорп по 5 уренннз - - - - + - + + + - + -

Дела сквзжин + + + + + + + + + + + -

3. ЛИТОМЕХАНИЧЕСКАЯ ТИПИЗАЦИЯ ПОРОД

В случае применения ГРП в качестве метода интенсификации притоков в скважинах одними из важнейших свойств становятся деформационно-прочностные характеристики, которые для каждого литомеханического типа пород являются индивидуальными.

В данной главе описана методика и результаты изучения минерально-компонентного состава, петрофизических и упругих свойств на керне, а также выделения литомеханических типов пород ТАК. Выделение ЛМТ обусловлено тем, что различными авторами и исследователями выделяется огромное количество литологических типов пород. Так, О. М. Макаровой и Н. И. Коробовой [78] только в разрезе тутлеймской свиты было выделено 24 литотипа. При разработке дизайна трещин ГРП данная типизация разреза не очень удобна, поскольку основной интерес сосредоточен на оценке «подверженности» пород гидроразрыву. Соответственно, было необходимо выполнить определенную типизацию пород, которая бы отвечала задаче выделения перспективных и неперспективных пород с точки зрения проведения в них ГРП.

Всего в распоряжении автора было 150 образцов керна по 12 опорным скважинам из интервалов ТАК. При выполнении работ с керном применялась схема исследований, учитывающая различные смежные направления: литологическое, геохимическое, петрофизическое, геомеханическое. Литологическое направление работ позволило определить минерально-компонентный и химический состав пород. В части геохимического направления определен тип и содержание Сорг, стадия катагенеза и оценен нефтегенерационный потенциал пород (Рисунок 29). В рамках петрофизического направления проводилась оценка ФЕС, скоростей пробега продольных и поперечных волн, плотности и т. д.

Рисунок 29 - Схема, описывающая последовательность определения минерально-

компонентного состава пород

Изучение геомеханических свойств позволило выявить условия, при которых происходила упругая, пластическая деформация, а также разрушение пород. Геомеханические исследования керна проводились автором на установке для трехосного сжатия керна. Выполнены исследования на одноосное сжатие и растяжение, а также на трехосное сжатие в РТ-условиях. Исследования выполнялись согласно стандартам ГОСТ и АБТМ [3, 4, 5, 6, 7, 8, 53, 54, 55, 56]. По результатам тестирования керна были охарактеризованы статические и динамические упругие (модуль Юнга, коэффициент Пуассона) и получены корреляции между этими параметрами. Динамические упругие свойства соответствуют масштабу ГИС, в то время как статические упругие свойства -масштабу скважины. Поиск корреляции между данными параметрами необходим для перехода от масштаба ГИС к масштабу скважины, т. к. при построении геомеханической модели в дальнейшем используются статические свойства. Методика определения статических упругих свойств показана на Рисунок 31, динамических - на Рисунок 30.

Рисунок 30 - Методика определения динамических упругих модулей

Рисунок 31 - Методика определения статических упругих модулей

Результаты изучения минерально-компонентного состава были нанесены на четырехкомпонентную диаграмму (Рисунок 32), предложенную Г.А. Калмыковым [68]. Результаты определения геомеханических свойств совместно с минерально-компонентным составом сведены воедино и представлены на Рисунок 32, из которого видно, что изученные породы можно сгруппировать по определенным признакам, а именно:

- Минерально-компонентный состав;

- Упругие и прочностные свойства горных пород,

- Поведение пород при объемном сжатии и анализ графиков «напряжение-деформация» с выделением стадий упругой и пластической деформации, а также разрушения пород.

Рисунок 32 - 4-компонентная диаграмма МКМ по Калмыкову [68]

Для обобщения вышеприведенных наблюдений автором вводится понятие литомеханического типа пород (ЛМТ). Под ЛМТ понимается группа горных пород, имеющих сходное соотношение породообразующих компонентов, механических свойств и поведения под нагрузкой [105]. Согласно вышеописанным признакам выделены пять ЛМТ тутлеймской свиты и три ЛМТ абалакской свиты: (1) карбонатно-кремнисто-глинистый; (2) кремнисто-карбонатный; (3) кероген-кремнисто-глинистый; (4) карбонатно-кремнистый; (5) кремнистый; (6) кремнисто-глинисто-карбонатный; (7) глинистый; (8) карбонатный.

Обобщенное описание литомеханических типов

Карбонатно-кремнисто-глинистый л/м тип (1) представлен фосфатными линзами коллофан-курскитового состава с плохо выраженной слоистостью с остатками рыб, онихитов, сцементированными карбонатным и кероген-карбонатным цементом порового типа (Рисунок 33). Структура биокластовая [109].

Рисунок 33 - Карбонатно-кремнисто-глинистый ЛМТ (1). Кремнево-фосфатная порода (фосфорит), обогащенная Сорг, с реликтами радиолярий и редкими туфогенными

обломками

Кремнисто-карбонатный л/м тип (2) представлен преимущественно бежево-коричневыми и серыми карбонатизированными силицитами с реликтовой радиоляриевой структурой [44]. Породы имеют линзовидную текстуру, линзы сложены биогенным кремнеземом. Встречаются раковины кокколитофорид и фораминифер. Характерно присутствие горизонтальных микротрещин, залеченных эпигенетическим кальцитом [82]. Процессы перекристаллизации кремнистого вещества носят неравномерный характер (Рисунок 34) [110].

Рисунок 34 - Кремнисто-карбонатный ЛМТ (2). Кремнисто-карбонатная порода, обогащенная С орг, пиритизированная, с биогенными остатками

Кероген-кремнисто-глинистый л/м тип (3) представлен темными битуминозными глинистыми породами с высокой концентрацией Сорг до 25% [65] (Рисунок 35). Данные породы, как правило, приурочены к контакту кровли тутлеймской свиты и перекрывающих пород. В породах кероген-кремнисто-глинистого л/м типа отмечено увеличение терригенной составляющей по сравнению с преимущественно биогенными породами основной части ТАК [49]. Появление терригенных примесей может быть связано со сменой некомпенсированной седиментации на неокомский режим осадконакопления [44]. Породы кероген-кремнисто-глинистого л/м типа характеризуются высоким генерационным потенциалом [44]. Для них характерно незначительное (менее 5%) количество карбонатных минералов, связанное по мнению М.Ю. Зубкова с наличием сероводородного заражения в придонной части бассейна [66].

Рисунок 35 - Кероген-кремнисто-глинистый ЛМТ (3). Кремнисто-глинистая порода, обогащенная ^рг, интенсивно пиритизированная

Карбонатно-кремнистый л/м тип (4) (Рисунок 36) преобладает в разрезе тутлеймской свиты. Порода состоит из биогенного кремнезема (30-70%), С орг (более 15%), глинистых минералов (15-35%), карбонатных минералов (менее 15%). ЛМТ характеризуется высоким генерационным потенциалом [45]. Особенности минералов группы кремнезёма связаны с метастабильностью биогенного кремнезёма, повышенным содержанием С орг, присутствием тефроидного материала и других примесей [70]. Среди глинистых минералов выделяются гидрослюды, каолинит и смешаннослойные минералы. Е.Е. Карнюшина считает, что в разностях с высоким содержанием кремнезёма преобладают гидрослюды. В порядке убывания прослеживается ряд: гидрослюда - смешаннослойные минералы - каолинит [70].

ЛМТ-4: Карбонатно-кремнистый л/мтип

Модуль Юнга (стат.), ГПа Коэфф. Пуассона (стат.), д.е

Компонентный состав Напряжение - деформация

Рисунок 36 - Карбонатно-кремнистый ЛМТ (4). Карбонатно-глинисто-кремнистая порода,

слабо пиритизированная

Для кремнистого л/м типа (5) характерны коричневые и серые кремневые породы -силициты (содержание кремнезема превышает 70%) с низким содержанием глин (менее 10%). Породы кремнистого л/м типа практически изотропны, структура биоморфная, радиоляриевая, текстура массивная (Рисунок 37). В разрезе тутлеймской свиты Красноленинского свода радиоляриты могут слагать пласты толщиной 1-1.5 м.

ЛМТ-5: Кремнистый л/м тип

Рисунок 37 - Кремнистый (силицит) ЛМТ (5). Радиолярит микрокристаллический Кремнисто-глинисто-карбонатный л/м тип (6) - чаще всего встречается в средней части абалакской свиты. Он представлен несколькими разностями, наиболее интересны известняк глинистый с примесью сидерита в виде оолитов размеров 1-8 мм и доломита. В

составе данного литотипа встречен кальцит с высоким содержанием марганца. Для карбонатных стяжений характерна скрытокристаллическая структура и наличие микротрещин, иногда с открытой ёмкостью (Рисунок 38).

Рисунок 38 - Кремнисто-глинисто-карбонатный ЛМТ (6). Сидеритолит оолитовый,

глинистый, слабо пиритизированный

Глинистый л/м тип (7) представлен очень рыхлыми породами зеленоватого цвета с тонкослоистой текстурой (Рисунок 39). Наблюдаются редкие ростры белемнитов. Литотип сложен преимущественно глинистыми минералами (>60%), из которых преобладает глауконит. Кроме этого, для кремнисто-глинистого литотипа абалакской свиты характерно наличие зерен алевритовой размерности, что говорит о седиментации в зоне переходной от континентальных отложений тюменской свиты к морским отложениям тутлеймской свиты.

Рисунок 39 - Глинистый ЛМТ (7). Глауконит-глинистая порода, слабо алевритистая, пиритизированная и слабо карбонатизированная

Карбонатный л/м тип (8) - в некоторых случаях выделяется в качестве маркирующего «корреляционного» слоя [47] в кровле абалакской свиты. Представлен известняками трещиноватыми, массивными, биотурбированными, кавернозными брекчеевидной структуры, нефтенасыщенные (Рисунок 40). Характерно наличие широких разнонаправленных трещин. Минеральный состав пород представлен кальцитом и доломитом. Генезис данных отложений может быть связан с органогенными постройками, формировавшимися в мелководных частях морского бассейна.

Рисунок 40 - Карбонатный ЛМТ (8). Известняк микрокристаллический с реликтами

органических остатков

Сводная характеристика компонентного состава и геомеханических свойств для

основных литомеханических типов ТАК приведена в Таблица 8 и Рисунок 41.

Таблица 9 - Сводная характеристика основных литомеханических типов ТАК

Рисунок 41 - Сводная характеристика основных литомеханических типов ТАК (столбец 1 - круговая диаграмма МКС; столбец 2 - гистограмма модуля Юнга, ГПа; столбец 3 -гистограмма коэффициента Пуассона, д.е.; столбец 4 - типовой график «напряжение-

деформация»)

Из приведенного выше вытекает защищаемое положение №1: На основе обобщения исследований минерально-компонентного состава и геомеханических свойств образцов пород ТАК выделены восемь литомеханических типов: (1) карбонатно-кремнисто-глинистый; (2) кремнисто-карбонатный; (3) кероген-кремнисто-глинистый; (4) карбонатно-кремнистый; (5) кремнистый; (6) кремнисто-глинисто-карбонатный; (7) глинистый; (8) карбонатный.

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ИНТЕРВАЛОВ В РАЗРЕЗЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

После того как были выделены ЛМТ пород ТАК необходимо понять, какие из этих типов пород подвержены проведению ГРП, а какие не подвержены, поскольку. Трещины ГРП должны концентрироваться в продуктивной зоне пласта, обеспечивая движение флюида к стволу скважины и не выходить за пределы пласта для избежания прорывов в водоносные горизонты и/или снижения продуктивности добывающих скважин [16].

Таким образом, ключевой задачей данного этапа является определение барьеров трещин (неподверженные ГРП ЛМТ) и перспективных интервалов расстановки портов ГРП (подверженные ГРП ЛМТ).

Для прогнозирования перспективных интервалов для проведения ГРП используется хрупкость. Хрупкость характеризует способность пород образовывать трещины и последующую возможность сохранять их в раскрытом состоянии. С точки зрения подсчета запасов хрупкость является наиболее значимой геомеханической характеристикой [52]. Хрупкие интервалы разреза, обладающие лучшими емкостными свойствами, можно считать технически стимулируемыми коллекторами по Калмыкову [68]. В результате ГРП данные породы растрескиваются, и в них образуется система техногенных трещин, по которым становится возможной фильтрация пластовых флюидов. Породы же с низкой хрупкостью стоит рассматривать как барьеры трещины, в которой трещину ГРП создать и возможно, но за счет пластичности она, скорее всего, преждевременно закроется.

Существует разные способы определения хрупкости на основе данных керна или ГИС [12, 15 и др.]. Наиболее часто применяются способы, позволяющие определить хрупкость по ГИС [1, 27, 36 и др.]. В их основу заложены упругие, прочностные свойства и минерально-компонентный состав.

В настоящей работе рассматривается метод определения хрупкости по Рикману [36]: ( ПУАСдинмакс - ПУАСДИН \ + ( ЮНГдИН — ЮНГдинмакс \ (4.1)

Хрупкость (ПУАСДиНмакс — ПУАСДиНмин/ + (ЮНГДиНмакс — ЮНГДиНмин/ (д е ) Хрупкость =-2- (Д.е-)

ПУАСДин - динамический коэффициент Пуассона, д. е., ПУАСДиНмакс- динамический максимальный коэффициент Пуассона, д. е., ПУАСДиНмин- динамический минимальный коэффициент Пуассона, д. е., ЮНГДин- динамический модуль Юнга, Гпа, ЮНГДиНмакс-максимальный динамический модуль Юнга, ГПа, ЮНГДиНмин- минимальный динамический модуль Юнга, ГПа.

Динамический модуль Юнга и динамический коэффициент Пуассона, входящие в расчет хрупкости по Рикману, характеризуют реакцию пород на кратковременные

нагрузки, такие как прохождение акустических волн. Для их расчета используются скорости пробега акустических волн совместно с измерениями объемной плотности [96]. Динамический коэффициент Пуассона ПУАСДин рассчитывался по формуле:

1 (К,/Ю2 - 2

ПУАС — — р _

ПУАСдин 2 (7_/ю2 -1

(4.1)

Ур - скорость пробега Р-волн, м/с; Уя - скорость пробега Б-волн, м/с. Динамический модуль Юнга ЮНГДин рассчитывался по формуле:

, (ЗЦ2 - 4VS2) ЮНГДИн — -^

у2 — у2

vp vs

(4.2)

р - объёмная плотность, г/см3.

Для определения хрупкости достаточно использования динамических свойств, в то время как модель напряжений требует задания статических упругих модулей. При воздействии на массив горных пород сил неизменного направления, действующих в течение времени, породы проходят четыре стадии деформации: псевдоупругую, упруго-вязкую, пластическую и разрушение (Рисунок 42) [89]. Эти стадии зависят от упругости пород, их вязкости и жесткости, динамики изменения напряжений и PT-условий in situ. Статические упругие свойства характеризуют стадию псевдоупругой деформации, а также определяют реакцию породы на длительную нагрузку с характерными временами нагружения и разгрузки, значительно большими временного периода сейсмических волн. Это обуславливает разницу значений динамических и статических упругих свойств.

Рисунок 42 - Принципиальный график «Нагрузка-деформация» Как видно из Рисунок 43А, между динамическим и статическим модулем Юнга наблюдается удовлетворительная корреляция. Данная корреляция использовалась при расчете модуля Юнга по ГИС (Рисунок 44). Что касается статического коэффициента Пуассона, то нужно отметить, что он слабо коррелирует с динамическим коэффициентом Пуассона. В данном случае для дальнейших расчетов в качестве статического

коэффициента Пуассона использовался динамический. Также из Рисунок 43В следует, что между интервальными временами пробега продольных и поперечных также наблюдается хорошая корреляция, что использовалось в главе 0 для восстановления необходимых кривых.

Рисунок 43 - Регрессионные зависимости типа «Керн-Керн»: А) динамический модуль Юнга, ГПа - статический модуль Юнга, ГПа; Б) объемная плотность, г/см3 - предел прочности, МПа; В) медленность S-волн, мкс/м - медленность Р-волн, мкс/м; Г) объемная

плотность, г/см3 - скорость Р-волн, м/с

Рисунок 44 - Динамический и статический модуль Юнга с калибровкой на керновые данные по скв. К - В - С - Б - Е - Б - О - Н - I - I

Для настройки профилей предела прочности при одноосном сжатии в данной работе используются зависимости, основанные на связи «керн-ГИС» с интервальным временем пробега продольных волн (Рисунок 45).

Тутлеймско-абалакскии комплекс

Рисунок 45 - Предел прочности при одноосном сжатии с калибровкой на керновые данные по скв. К - В - С - Б - Е - Б - О - Н - I - I

Хрупкость по Рикману стремится к 1, если порода характеризуется высоким модулем Юнга и низким коэффициентом Пуассона (Рисунок 47Г). Низкие значения хрупкости приурочены к литомеханическим типам с высоким содержанием глин и органического вещества (кремнисто-глинистые, кероген-глинисто-кремнистые и кероген-кремнисто-глинистые).

Далее литомеханические типы были определены по ГИС (Рисунок 48). По каротажу также была рассчитана хрупкость, согласно которой наиболее перспективными интервалами для проведения технической стимуляции в разрезе тутлеймско-абалакского комплекса являются породы кремнистого литомеханического типа (кремнистые низкоглинистые массивные породы, радиоляриты) и породы карбонатного литомеханического типа (известняки бактериальные с наличием макротрещин). Хрупкость в данных породах превышает 0.4.

К породам-барьерам относятся карбонатно-кремнисто-глинистый; кероген-кремнисто-глинистый; кремнисто-глинисто-карбонатный и глинистый ЛМТ.

Высокое содержание Сорг приводит к снижению модуля Юнга и предела прочности, в то время как увеличение карбонатной и кремнистой составляющей приводит к их увеличению. Влияние текстурных особенностей на механические свойства однозначно -массивные породы характеризуются более высокими значениями механических свойств, в то время как слоистые и анизотропные разности являются более пластичными и слабопрочными. Из этого следует, что механико-прочностные свойства, а также степень их анизотропии являются функцией минерально-компонентного состава и текстурно-структурных особенностей пород.

Из приведенного выше вытекает защищаемое положение №»2: наиболее хрупкими интервалами в разрезе ТАК являются породы кремнистого литомеханического типа (кремнистые низкоглинистые массивные породы, радиоляриты) и породы карбонатного литомеханического типа (известняки бактериальные с наличием макротрещин).

Рисунок 46 - Регрессионные зависимости типа «Керн-Керн»: А) медленность Р-волн, мкс/м - медленность S-волн, мкс/м; Б) динамический модуль Юнга, ГПа - статический модуль Юнга, ГПа; В) статический модуль Юнга, ГПа - статический коэффициент Пуассона, д.е. Синими линиями показаны значения индекса хрупкости

Рисунок 47 - Сводная таблица минерально-компонентных и механических характеристик

выделенных литомеханических типов

Рисунок 48 - Локализация перспективных интервалов в разрезе для технической

стимуляции методом ГРП

5. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ

ЗОН НА ПЛОЩАДИ

После того как выделены перспективные интервалы пород для проведения ГРП их необходимо оконтурить их на площади. Для оконтуривания перспективных зон для проведения ГРП в границах исследуемой площади выполнено распространение механических свойств с привлечением сейсмических трендов. Для этого был создан рабочий цифровой проект, в который были загружены сейсмические кубы, результирующие кривые lD-геомеханических моделей, результаты структурной интерпретации (структурные карты, карты изохрон, скважинные разбивки), а также результаты подготовительной работы по коррекции и интерпретации каротажных кривых.

Актуализация трехмерного структурного каркаса

Детальная структурная модель была актуализирована для участка размером 5 х 7 х 3.2 км с разбивкой на ячейки 50 х 50 м в плане и общим количеством 2.6 млн ячеек. Сетка резервуара и перекрывающих пластов была построена с использованием поверхностей по результатам интерпретации трехмерной сейсморазведки. Для интервала тутлеймской свиты было использовано детальное разбиение на слои с высотой ячейки 1 м, чтобы учесть в модели наличие тонких пластов с контрастными механическими свойствами.

На изучаемой площади сторонней организацией ранее выполнялась сейсмическая инверсия до суммирования с получением кубов продольного импеданса Pimp и поперечного импеданса Simp [111]. Они были взяты в качестве основы для построения трендов упругих свойств, необходимых для расчета всех механических параметров, в частности модуля Юнга и коэффициента Пуассона.

Общая последовательность работы сводилась к следующему:

- Обновление трехмерного структурного каркаса площади на основе ранее результатов интерпретации и пересчет кубов Pimp/Simp в глубинный домен (Рисунок 49, Рисунок 50);

- Верификация трендов Pimp/Simp с данными ГИС;

- Моделирование кубов Pimp/Simp/плотность в каркасе трехмерной модели;

- Расчет геомеханических свойств и извлечение карт атрибутов.

В трехмерном гриде были заданы поверхности:

- Дневная поверхность = 0;

- Кровля Б (кровля тутлеймской свиты);

- Кровля Аб (кровля абалакской свиты);

- Кровля Т (кровля тюменской свиты и пласта ЮК 2);

- Кровля A (кровля доюрского основания).

Напластование внутри слоев задано пропорциональное, вертикальная толщина ячеек в пределах каждого слоя модели показана в Таблица 10.

Для пересчета кубов Pimp/Simp в глубинный домен построена пластовая модель скоростей. В качестве поверхностей интервальных скоростей использованы гриды, рассчитанные обратным пересчетом из структурных карт и карт изохрон.

Таблица 10 - Разбивка на слои

Интервал Количество слоев Вертикальная толщина ячеек, м

1 2 3

0-Б 230 9.8

Б-Аб 30 1.05

Аб-Т 30 1.03

Т-А 50 2.4

Сейсмические кубы в глубинном масштабе пересчитаны на ячейки 3D грида с помощью опции Seismic Resampling в модуле Geometric Modelling.

Рисунок 49 - Пример разрезов Pimp после пересчета в глубинный домен

Рисунок 50 - Пример разрезов Simp после пересчета в глубинный домен

Верификация трендов Pimp/Simp с ГИС

Далее выполнялась верификация результирующих кубов сейсмической инверсии на значение продольного импеданса Pimp и поперечного импеданса Simp, определенное по замерам плотности и интервального времени пробега P- и S-волн в скважинах. Установлена хорошая сходимость восстановленных кривых продольного и поперечного импеданса со скважинными кривыми (Рисунок 51). Коэффициент корреляции для всех скважин с наличием одномерных геомеханических моделей составил 0.82 для продольного импеданса и 0.76 для поперечного импеданса. При визуальном сравнении расчетов по ГИС и по данным сейсмической инверсии (Рисунок 51) также видна удовлетворительная сходимость восстановленных кривых импеданса и кривых, рассчитанных по ГИС. Существующие различия связаны со значительной разницей разрешающей способности сейсморазведки и акустического каротажа, то есть кривая, рассчитанная из кубов инверсии, показывает среднюю величину для всего пласта.

Рисунок 51 - 1 - корреляция скважинного и сейсмического продольного Р-импеданса; 2 корреляция скважинной плотности и сейсмического продольного Р-импеданса; 3 -

планшет с кривыми скважинного (красный) и сейсмического (синий) продольного P-импеданса по линии скважин А-Б; 4 - линия скважин А-Б на карте площади

Моделирование кубов Pimp/Simp/плотность в каркасе трехмерной модели

При наполнении сетки механическими свойствами можно распространять как напрямую механические параметры, так и петрофизические параметры, из которых рассчитываются механические. В связи с тем, что по результатам определения механических свойств на керне определены зависимости механических параметров от скорости P- и S-волн, плотности, именно эти параметры определены как базовые для распространения в межскважинном пространстве. Процесс распределения параметров в пределах трехмерной модели можно разделить на несколько основных этапов: осреднение скважинных данных, непосредственно распределение свойств в объеме и контроль сходимости полученных результатов при сопоставлении со скважинными данными, с сейсмическими трендами.

Осреднение скважинных данных

Скважинные данные содержат следующие параметрические кривые: DTP, DTS (мкс/м) и DEN (г/см3). Далее рассчитывались величины продольного и поперечного импеданса, как произведение скорости пробега волны на объемную плотность, и получены кривые Pimp и Simp. Осреднение включало в себя два этапа: определение ячеек сетки, через которые проходит скважина, и определение средневзвешенного значения параметра в каждой такой ячейке. После осреднения параметрических кривых на блоки проводился контроль качества. На Рисунок 52, Рисунок 53, Рисунок 54 приведены гистограммы распределения плотности, P- и S-волн. Красным цветом на гистограммах вынесено среднее значение по скважинным данным, зеленым - по осредненным на 3D-сетку данным.

Рисунок 52 - Распределение объемной плотности по данным ГИС (красный), осредненным на 3D-сетку (зеленый) и по сейсмическим данным (фиолетовый)

Рисунок 53 - Распределение продольного импеданса по данным ГИС (красный), осредненным на 3D-сетку (зеленый) и по сейсмическим данным (фиолетовый)

Рисунок 54 - Распределение сдвигового импеданса по данным ГИС (красный), осредненным на 3D-сетку (зеленый) и по сейсмическим данным (фиолетовый)

Распределение параметров DEN, Vp и Vs в объеме

При моделировании пространственного распределения параметров использовался метод Gaussian Random Function Simulation. В качестве 3Б-тренда задавались кубы распределения параметров, рассчитанные по сейсмическим данным. Для обоснования параметров интерполяции построены вариограммы, которые измеряют степень корреляционной связи между данными в пространстве для плотности и Pimp/Simp. Обоснование вертикального ранга приведено на Рисунок 56. При определении вертикального ранга по вариограмме видно, что на расстоянии 7.1-10 метров проявляется устойчивая корреляция в распределении плотности между парами точек (горизонтальная полка) для Pimp/Simp и 5.5 - для плотности. Для распределения Pimp/Simp по горизонтали использованы ранги от 3 до 6 км, для плотности 4 км.

Распределение свойств в межскважинном пространстве контролировалось сейсмическими 3D трендами. Для этого использовался метод Co-Kriging.

Для интервала разреза, в котором отсутствуют результаты сейсмической инверсии в качестве трехмерного тренда использовался аналогичный метод, но без использования Co-Kriging опции. При получении результирующих кубов визуально контролировались

разрезы и осредненные свойства Ршр/Бтр/Плотность. Они сравнивались с исходными трендами одноименных свойств.

Извлеченные вдоль стволов скважин кривые также сопоставлялись с исходными. Помимо анализа срезов и карт важным инструментом является контроль гистограмм распределения параметров в сетке трехмерного грида. Наблюдается неполное соответствие мод гистограмм между входной, скважинной и полученной в результате моделирования информацией. Смещение столбцов значений параметров объясняется тем, что основные точки выборки сконцентрированы в одной зоне месторождения. Другие зоны в то же время скважинами не охарактеризованы, и распределение свойств в их пределах происходит с большим весом сейсмического тренда, согласно которому прогнозируется значительное увеличение плотности и импеданса. Таким образом, получены кубы и карты основных параметров (Р-импеданса, плотности, скоростей Р- и Б-волн), необходимых для последующего расчета геомеханических свойств, основываясь на ранее установленных в процессе одномерного моделирования уравнениях.

Рисунок 55 - К обоснованию вертикального ранга вариограммы для Pimp и Simp

Рисунок 56 - К обоснованию вертикального ранга вариограммы для плотности Расчет геомеханических свойств и извлечение карт атрибутов

На основе карт и кубов плотности и скоростей волн рассчитаны кубы механических свойств: коэффициент Пуассона, модуль Юнга, хрупкость (Рисунок 57). Для этого

использовались известные теоретические уравнения и эмпирические уравнения, установленные на этапе Ш моделирования.

По полученному кубу хрупкости была построена карта средних значений хрупкости в ТАК. Средние значения хрупкости в точках скважин были сопоставлены с дебитами скважин. На основании полученной корреляции между дебитами и хрупкостью была проведена отсечка хрупкости 0.4 д.е., т. к. скважины, расположенные в точках с хрупкостью менее 0.4 д.е., имеют незначительные притоки (менее 2 м3/сут). Скважины с хрупкостью более 0.4 в более приточные, дебиты достигают 170 т/сут (Рисунок 58). На В представлена корреляция начальных дебитов и толщин хрупких прослоев с отсечкой «Хрупкость> 0.4» в интервалах ТАК. Таким образом, толщина слоев в этих областях прямо связана с начальными показателями начальных дебитов скважин.

Рисунок 57 - Рассчитанные кубы: А) статический модуль Юнга, Б) динамический модуль Юнга, В) динамический коэффициент Пуассона, Г) хрупкость

Рисунок 58 - (А) Карта толщин хрупких прослоев тутлеймско-абалакского комплекса с нанесенными скважинами с наличием испытаний. Цвет на карте отражает суммарную

толщину хрупких прослоев с хрупкостью более 0.4; (Б) Корреляция хрупкости и начальных дебитов нефти. Выделение отсечки по хрупкости; (В) Корреляция толщин хрупких прослоев и начальных дебитов нефти

Из приведенного выше вытекает защищаемое положение №3: для ТАК

установлена связь между суммарной толщиной хрупких интервалов и начальными дебитами скважин, позволяющая выделять перспективные зоны для бурения ГСМГРП.

6. ПОСТРОЕНИЕ МОДЕЛИ НАПРЯЖЕНИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ СТАБИЛЬНОСТИ СТВОЛОВ И УТОЧНЕНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ

АЗИМУТОВ СКВАЖИН

После того как оконтурены перспективные зоны для заложения ГСМГРП необходимо оптимизировать траекторию горизонтального ствола так, чтобы скважина была пробурена без осложнений, а охват трещинами ГРП был максимальным. На данный вопрос полностью отвечает геолого-геомеханическая модель.

Таким образом, первая проблема, поставленная перед геолого-геомеханической моделью, заключается в решении вопросов нестабильности глинистых пород фроловской свиты, перекрывающих тутлеймскую свиту. Бурение фроловских глин зачастую сопровождается нестабильностью ствола затяжками, посадками и прихватами. Вторая проблема связана с определением оптимальной траектории ГСМГРП в интервале ТАК.

В процессе работы над данной задачей, а также над задачами прогнозирования стабильности стенок скважин при прямом участии автора было создано и запатентовано отечественное программное обеспечение для геомеханического моделирования, зарегистрированное в Едином реестре программ. Автор включен в 5 патентов на данное программное обеспечение.

На Рисунок 59 приведена принципиальная последовательность построения геолого-геомеханической модели для решения описанных выше проблем.

Рисунок 59 - Последовательность построения геолого-геомеханической модели [43] Необходимой основой является специальный комплекс ГИС, который должен включать АКШ, ГГК-П, кавернометрию, ГК, БК и др. При этом исходные кривые ГИС

должны охватывать весь разрез от дневной поверхности до забоя изучаемых отложений, т.к. рассчитываемые напряжения пород на определенной глубине зависят от веса вышележащих толщ. Поскольку запись ГИС представлена не во всех интервалах скважин, было выполнено восстановление кривых акустических свойств и плотности (пункт 1 на Рисунок 59). Проведенная работа по данному пункту и пунктам 2, 3, 4, 5 на Рисунок 59 приведена в главе 2.2. Пункт 6 из Рисунок 59 описан в главе 4.

В данной главе описаны пункты 7, 8, 9, 10.

Пункт 7 (Рисунок 59) - Горное давление

В соответствии с классификацией Андерсена [2], выделяются зоны сброса (Normal fault), сдвига (Strike-slip) или взброса (Reverse fault) в зависимости от динамики земной коры (расширение, скольжение или сжатие блоков земной коры). Классификация Андерсена определяет взаимоотношение главных напряжений в соответствии с тем или иным режимом (Таблица 11). Информация о режиме напряжений необходима для понимания того, насколько сложной может быть создаваемая сеть трещин ГРП.

Как показано в Таблица 11 и на Рисунок 60, вертикальное напряжение преобладает в районах с нормальным (сбросовым) режимом (Si = Sv). И наоборот, когда оба горизонтальных напряжения превышают вертикальное напряжение (S3 = Sv), происходит сжатие земной коры, выраженное взбросами и надвигами. В этом случае максимальное горизонтальное главное напряжение (SHmax) существенно больше, чем вертикальное напряжение. Сдвиговый режим представляет собой промежуточное напряженное состояние, где максимальное горизонтальное напряжение больше вертикального напряжения, а минимальное горизонтальное напряжение меньше (SHmax > Sv > Shmin). Согласно работам [85, 72] в регионе изучаемого Красноленинского свода преобладает режим сброса (NF). Это также подтверждается и по результатам ГРП, где наблюдается значительное превышение градиента горного давления над давлением закрытия трещин (Таблица 11). Комбинация главных напряжений для режима сброса имеет вид:

Sv > SHmax > Shmin (6.3)